Узел и способ регулирования энергии кручения бурильной колонны
Изобретение относится к области бурения скважин для добычи нефти и газа. Узел и способ регулирования энергии кручения, предназначенные для устранения прерывистого движения и/или колебаний бурового долота, включающих аксиальные колебания и/или угловые колебания вокруг оси. В одном предпочтительном варианте осуществления узел обеспечивает возможность проскальзывания верхнего трубчатого элемента и нижнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга. Узел управления вращением может быть установлен в любом заданном месте в бурильной колонне. Узел управления вращением также может быть использован в качестве компонента других механизмов для бурения, таких как забойный двигатель для бурения. Устройство управления вращением обеспечивает возможность проскальзывания во время бурения в течение заданного времени или в пределах заданного угла поворота или с учетом других критериев для высвобождения энергии кручения в бурильной колонне, которая в противном случае может вызвать разрушающие прерывистые крутильные колебания, такие как прерывистое движение. В одном варианте осуществления узел управления вращением может содержать муфту включения-выключения, в результате чего крутящий момент будет, по существу, полностью передаваться или, по существу, не передаваться через узел в течение кратких периодов. Обеспечивает более высокую механическую скорость проходки при бурении, более продолжительный срок службы долота, уменьшение напряжений в соединениях бурильной колонны. 5 н. и 26 з.п. ф-лы, 13 ил.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение относится в целом к бурению скважин для добычи нефти, газа и т.п. Более точно, настоящее изобретение относится к узлам и способам, предназначенным для быстрого соединения и разъединения верхней и нижней секций бурильной колонны для значительного улучшения характеристик бурения посредством предотвращения колебаний бурового долота.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
По утверждениям ведущих экспертов в данной отрасли скачкообразное (прерывистое) движение представляет собой одну наиболее значительную проблему в современном бурении нефтяных и газовых скважин. Другие специалисты в данной отрасли утверждают, что вибрации долота в осевом направлении и/или подскакивание долота на забое представляют собой наиболее существенную проблему в области бурения нефтяных и газовых скважин. В соответствии с исследованиями данных проблем, выполненными авторами изобретения и содержащими моменты, отражающие проникновение в сущность данных проблем и составляющие часть настоящего изобретения, было сделано заключение и продемонстрировано с помощью компьютерного моделирования, как рассмотрено ниже, что две проблемы тесно связаны и фактически обе непосредственно относятся к крутильным вибрациям или колебаниям бурильной колонны.
Всякий раз, когда буровое долото приводят во вращение для бурения пласта, в бурильной колонне возникает скручивание или она имеет потенциальную энергию кручения, точно так же, как могло бы быть у торсионной пружины (пружины кручения) при приложении к ней крутящего момента. Во время бурения очень желательно, чтобы данное скручивание или потенциальная энергия кручения представляла собой постоянную величину, зависящую от постоянной кручения бурильной колонны, а не переменную или колеблющуюся величину. Диаметр бурильной трубы и глубина скважины представляют собой существенные факторы при определении постоянной кручения бурильной колонны.
Скручивание, которое возникает, представляет собой в основном накопленную потенциальную энергию упругой деформации. Энергия кручения бурильной колонны может быть изменена за счет массы долота, трения в стволе скважины или режима бурения, в результате чего большее или меньшее скручивание придается бурильной колонне. Скорость бурового долота уменьшается пропорционально при увеличении крутящего момента. Если крутящий момент возрастет в достаточной степени, вращение бурового долота будет полностью остановлено. Однако, поскольку мощность для осуществления вращения по-прежнему подводится к бурильной колонне для бурения, бурильная колонна продолжает скручиваться (что увеличивает потенциальную энергию упругой деформации). Когда скручивание (накопленная потенциальная энергия упругой деформации) станет достаточно большим для преодоления увеличения крутящего момента, которое вызвало остановку долота, накопленная потенциальная энергия становится кинетической энергией, которая вызывает ускорение бурильной колонны, оборудования низа бурильной колонны и бурового долота. Бурильная колонна, оборудование низа бурильной колонны и буровое долото быстро ускоряются и будут ускоряться быстрее, чем, например, частота вращения верхнего привода на входе, выраженная в оборотах в минуту, благодаря накопленной потенциальной энергии упругой деформации, которая теперь значительно больше, чем требуется для вращения бурильной колонны, оборудования низа бурильной колонны и бурового долота при исходном крутящем моменте (числе оборотов в минуту).
Частота вращения (число оборотов в минуту) долота, оборудования низа бурильной колонны и бурильной колонны увеличивается до тех пор, пока они не станут вращаться с большей частотой по сравнению с частотой вращения (числом оборотов в минуту) на входе, сообщаемой исходным приводом, что заставляет бурильную колонну "раскручиваться" в большей степени, чем это необходимо. Чрезмерное раскручивание приводит к высвобождению большего количества накопленной потенциальной энергии упругой деформации, чем то, которое требуется для приведения в движение бурового долота при исходном крутящем моменте (числе оборотов в минуту), и вызывает гармонические колебания, такие как движения в осевом направлении (подскакивание долота на забое) и прерывистую скачкообразную подачу, то есть проскальзывание-застревание и застревание-проскальзывание, но возможные гармонические колебания не ограничены вышеуказанными.
Скручивание и раскручивание вызывают укорачивание и последующее удлинение всей бурильной колонны. Частота вращения изменяется от значений, близких к нулю оборотов в минуту, или нуля оборотов в минуту до частот вращения, превышающих постоянную частоту вращения на входе, сообщаемую приводом бурильной колонны, что вызывает резко выраженное прерывистое движение (скачкообразную подачу) и подскакивание долота на забое. В прошлом циклы крутильных колебаний продолжались до тех пор, пока бурильщик не снимал нагрузку на долото или не происходили разрушения соединений.
Крутильные колебания бурильной колонны часто происходят во время бурения. В самых общих чертах, напряжение при кручении возникает, когда один конец бурильной колонны закручивается, в то время как другой конец удерживается неподвижным или закручивается в противоположном направлении. Большая длина бурильной колонны обычно обуславливает накопление значительного количества энергии кручения при бурении. Когда крутильные колебания становятся сильными, они могут перерасти в колебания с прерывистым (скачкообразным) движением, в результате чего долото может на короткое время прекратить вращаться или, по меньшей мере, замедлиться до тех пор, пока не будет создан крутящий момент на долоте, достаточный для преодоления статического трения. Когда заторможенное долото освободится, оно может сделать это с частотами вращения, превышающими частоту вращения на поверхности в два-десять раз. Например, при бурении при 200 оборотах в минуту изменения, обусловленные скачкообразным движением, могут привести к изменениям частоты вращения бурового долота от нуля до 2000 оборотов в минуту.
Как рассмотрено выше, сопутствующие закручивание и раскручивание бурильной колонны приводят к изменениям длины бурильной колонны в осевом направлении. Поскольку современные режущие элементы долот, армированные поликристаллическими синтетическими алмазами, имеют очень малую длину и в идеальном случае должны удерживаться в постоянном плотном контакте с поверхностью, подлежащей срезанию, для достижения максимального режущего эффекта, даже небольшие изменения длины бурильной колонны в аксиальном направлении могут существенно препятствовать ходу бурения и могут вызвать подскакивание долота на забое.
Кроме того, крутильное прерывистое движение часто рассматривают как один из наиболее разрушающих режимов колебаний. Нерегулярно изменяющиеся крутящие моменты в бурильной колонне трудно регулировать без неоднократного временного прекращения бурения. Крутильное прерывистое движение почти постоянно вызывает повреждение долота или бурильной колонны. Полагают, что обусловленные прерывистым движением колебания даже с небольшой амплитудой являются основной причиной износа долота.
Крутильные колебания могут быть компенсированы колебаниями крутящего момента, которые могут происходить за счет изменений крутящего момента, прикладываемого к бурильной колонне или прикладываемого со стороны бурильной колонны, при этом данные изменения могут возникать по многим причинам. В качестве неограничивающих примеров можно указать на то, что изменения крутящего момента могут происходить вследствие изменений литологии, сил трения вдоль ствола скважины, изменений массы долота и/или стабилизаторов, застревающих в мягких породах. Следует понимать, что большие количества энергии кручения будут накапливаться в бурильной колонне в ответ на приложение крутящего момента, необходимого для вращения бурового долота для прорубания породы пласта. Крутильные колебания также воздействуют на ствол скважины и могут привести к образованию искривленного ствола скважины, который становится источником дополнительного крутящего момента. Таким образом, проблема крутильных колебаний является "самоусиливающейся". По многим причинам желательно бурить более прямой ствол с уменьшенными эффектами закручивания вдоль заданной траектории бурения и с меньшим количеством размытых участков, подвергнутых эрозии. Например, было установлено, что искривление или эффекты закручивания, часто образующиеся в стволе скважины во время бурения, связаны с ухудшенными показателями работы долота, вихревым движением долота, увеличенным числом операций спуска и подъема бурильной колонны, уменьшенной надежностью измерений в процессе бурения и каротажа в процессе бурения вследствие колебаний, как правило, связанных с ними, повышенной вероятностью потери оборудования в стволе, более серьезными проблемами с циркуляцией и буровым раствором, вызванными желобами вдоль спирального ствола скважины, повышенным износом стабилизаторов, пониженной степенью регулирования направления бурения, ухудшенным сигналом каротажного прибора вследствие изменений в стволе, включая размывы и проникновение, уменьшенной надежностью цементирования вследствие наличия одного или нескольких удлиненных желобов, проблемами с зазорами для гравийных скважинных фильтров, уменьшенной механической скоростью проходки при бурении и многими другими проблемами.
При бурении скважин очень желательно пробурить скважину как можно быстрее для ограничения затрат. Было подсчитано, что удвоение используемой в настоящее время скорости бурения приведет к экономии затрат в нефтедобывающей промышленности от двухсот до шестисот миллионов долларов в год. Данная оценка может представлять собой оценку с запасом.
Во время бурения скважины значительное время теряется из-за необходимости спускать и поднимать бурильную колонну. Бурильную колонну извлекают из ствола скважины по любой из различных причин, например, для замены бурового долота. Уменьшение числа операций спуска-подъема бурильной колонны, особенно в глубоких скважинах, где извлечение и возвращение бурильной колонны занимает значительное время, обеспечило бы существенное уменьшение ежедневных расходов, связанных с арендой буровой установки.
В то время как конструкция буровых долот часто была в центре внимания в разработках по предшествующему уровню техники, направленных на уменьшение остроты многих из проблем, рассмотренных выше, некоторые усилия были предприняты для совершенствования других аспектов оборудования низа бурильной колонны. Типовое оборудование низа бурильной колонны включает в себя множество утяжеленных бурильных труб большой массы. Типовые стальные утяжеленные бурильные трубы являются сравнительно недорогими и долговечными. Однако вследствие их размера и конструкции утяжеленные бурильные трубы по предшествующему уровню техники в некоторой степени не сбалансированы и имеют тенденцию вызывать колебания. Кроме того, даже если бы они были идеально сбалансированы, утяжеленные бурильные трубы имеют предельное значение изгиба и стремятся изгибаться до этого предельного значения во время процесса бурения. В результате наличия несбалансированных утяжеленных бурильных труб и изгиба всего оборудования низа бурильной колонны возникает эффект маховика с дисбалансом в нем, который может легко вызвать вихревое движение и вибрацию бурового долота и/или потерю контакта бурового долота с поверхностью ствола скважины в заданном направлении бурения.
Также были предприняты усилия выполнить более тяжелые утяжеленные бурильные трубы. Например, была предпринята попытка увеличить диаметр стальных утяжеленных бурильных труб для обеспечения наличия большей массы рядом с буровым долотом. Однако в этом случае имеет место уменьшение кольцевого пространства между стальными утяжеленными бурильными трубами большего диаметра и стенкой ствола скважины. Это уменьшение кольцевого пространства вызывает существенную эрозию ствола из-за неизбежно более высокой скорости потока бурового раствора через меньшее кольцевое пространство, особенно в случае неуплотненных пластов. Авторы изобретения создали усовершенствованные утяжеленные бурильные трубы, которые обеспечивают много преимуществ, согласно заявке на патент США №60/442737, которая включена в данное описание путем ссылки. Тем не менее, даже при существенном увеличении массы непосредственно над долотом, как предлагается авторами изобретения в вышеуказанной заявке, воздействия прерывистого движения уменьшаются, но могут быть устранены не в полной мере, как может быть продемонстрировано путем моделирования с помощью компьютерной программы, созданной авторами изобретения и рассматриваемой здесь. Ниже приводятся примеры использования утяжеленных бурильных труб, усовершенствованных по сравнению со стандартными утяжеленными бурильными трубами, при условиях, которые могут вызвать прерывистое движение.
В статье из Offshore Magazine, опубликованной в августе 2001, написанной Chen и др. и озаглавленной "Wellbore design: How long drill bits improve wellbore micro-tortuosity in ERD operations", раскрыто искривление (кривизна) как один из критических факторов при операциях бурения с увеличенным отклонением от оси скважины, при этом искривление имеет две составляющие: макро- и микроискривление. Результаты включают большой крутящий момент и сопротивление, плохую очистку ствола, изгиб бурильной колонны и потерю достижимой глубины бурения, помимо прочих отрицательных условий. Новая бурильная система, в которой используются долота с большим диаметром, позволяет существенно уменьшить искривление ствола по спирали, то есть один вид микроискривления, при этом данная система предназначена для улучшения многих аспектов операции бурения за счет использования конструкции бурового долота.
Вышеуказанный предшествующий уровень техники не обеспечивает надежного средства для предотвращения прерывистого движения во время бурения. Следовательно, сохраняется потребность в создании усовершенствованного оборудования низа бурильной колонны для выполнения данной функции. Специалисты в данной области техники смогут оценить настоящее изобретение, которое направлено на решение вышеуказанных проблем и других важных проблем.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Соответственно, цель настоящего изобретения состоит в разработке усовершенствованного бурового устройства и способа бурения.
Цель одного возможного варианта осуществления настоящего изобретения заключается в создании усовершенствованного узла и способа управления вращением.
Цель другого возможного варианта осуществления заключается в обеспечении более высокой механической скорости проходки при бурении, более продолжительного срока службы долота, уменьшенных напряжений в соединениях бурильной колонны, получении ствола скважины с более точным диаметром, обеспечении улучшенной циркуляции, улучшенного цементирования, улучшенных и полученных с меньшими помехами результатов измерений в процессе бурения и каротажа в процессе бурения, повышенной точности каротажной диаграммы, зарегистрированной зондом, спускаемым в буровую скважину на кабеле, улучшенного спуска и установки фильтрующего узла, меньшего количества операций спуска и подъема долота, уменьшенного искривления или устранения искривления, уменьшенного изгиба бурильной колонны или устранения изгиба бурильной колонны, уменьшенной эрозии ствола, повышенной безопасности и/или других преимуществ.
Другая цель еще одного возможного варианта осуществления настоящего изобретения может включать объединение одной или более, или нескольких, или всех из вышеуказанных целей с одной или несколькими дополнительными целями, признаками и преимуществами или без одной или нескольких дополнительных целей, признаков и преимуществ, как раскрыто ниже.
Согласно изобретению создан способ управления угловыми колебаниями бурового долота вокруг оси во время бурения, причем буровое долото прикреплено к бурильной колонне, содержащей множество соединенных друг с другом трубчатых элементов, включающий следующие операции:
установка узла управления вращением в бурильной колонне между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны;
избирательная передача крутящего момента между верхним трубчатым элементом и нижним трубчатым элементом бурильной колонны во время операции бурения;
избирательное обеспечение осуществляемого при вращении проскальзывания верхнего трубчатого элемента и нижнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга во время операции бурения для демпфирования или прекращения угловых колебаний бурового долота вокруг оси;
последующая передача крутящего момента между верхним трубчатым элементом и нижним трубчатым элементом бурильной колонны для продолжения операции бурения;
приведение в действие узла управления вращением для обеспечения возможности указанного проскальзывания при вращении в ответ на выбранное ускорение бурового долота.
Способ может дополнительно включать гидравлическую разблокировку механизма блокировки вращения в течение выбранного, заранее заданного периода времени и последующую блокировку механизма блокировки вращения.
Способ может дополнительно включать обеспечение электронного управления для приведения в действие узла управления вращением для обеспечения указанного проскальзывания при вращении.
Способ может дополнительно включать программирование электронного управления для получения заданной величины указанного проскальзывания при вращении.
Способ может дополнительно включать управление перемещением по меньшей мере одного гидравлического поршня.
Способ может дополнительно включать приведение в действие узла управления вращением при уменьшении частоты вращения нижнего трубчатого элемента бурильной колонны ниже скорости проходки при бурении.
Согласно изобретению создан узел для обеспечения проскальзывания при вращении нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга во время бурения буровым долотом для высвобождения энергии кручения из бурильной колонны, содержащий трубчатый корпус для подсоединения между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, по меньшей мере один подвижный элемент, расположенный в трубчатом корпусе и предназначенный для управления передачей крутящего момента между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, и устройство управления для управления по меньшей мере одним подвижным элементом.
Узел может дополнительно содержать по меньшей мере один датчик для распознавания заданного типа движения бурового долота. По меньшей мере один датчик может быть чувствителен к некоторой величине движения с ускорением бурового долота.
Устройство управления может быть выполнено с возможностью приведения его в действие в течение цикла разблокировки для обеспечения относительно свободного вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга и последующей блокировки для предотвращения вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга в течение периода времени от около пятидесяти миллисекунд до менее одной секунды.
По меньшей мере один подвижный элемент может быть по меньшей мере одним поршнем или может содержать по меньшей мере один гидравлический поршень и по меньшей мере один клапан для управления движением гидравлического поршня.
Согласно изобретению создан способ компьютерного моделирования эффекта от приведения в действие устройства управления вращением, установленного в бурильной колонне и выполненного с возможностью приведения его в действие для избирательной передачи крутящего момента между трубчатыми элементами в бурильной колонне, включающий следующие операции:
обеспечение входных данных о параметрах для ввода параметров бурильной колонны, описывающих бурильную колонну;
обеспечение по меньшей мере одного параметра для приведения в действие устройства управления вращением для ввода данных об условиях, при которых устройство управления вращением приводится в действие;
обеспечение по меньшей мере одного результата вычислений, связанных с крутильными колебаниями бурового долота бурильной колонны.
Способ может дополнительно включать составление графика зависимости движения бурового долота от времени, причем устройство управления вращением приводится в действие для обеспечения возможности проскальзывания трубчатых элементов в бурильной колонне относительно друг друга для демпфирования крутильных колебаний.
Способ может дополнительно включать изменения входных данных о параметрах для определения изменений крутильных колебаний.
Параметрами бурильной колонны могут быть размер или длина бурильной колонны.
Способ может дополнительно включать ввод параметров, связанных с изменениями скручивающей нагрузки.
Способ может дополнительно включать текущий контроль результатов вычислений для определения воздействия изменений скручивающей нагрузки на крутильные колебания.
Способ может дополнительно включать изменение изменений крутящего момента для определения любого результирующего изменения колебаний, вызванных скручивающей нагрузкой.
Согласно изобретению создан также способ управления при бурении колебаниями бурового долота, прикрепленного к бурильной колонне, содержащей множество соединенных друг с другом трубчатых элементов, включающий следующие стадии:
установка узла муфты в бурильной колонне между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны;
избирательное включение муфты для передачи крутящего момента между нижнем трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны во время операции бурения;
избирательное выключение муфты для обеспечения проскальзывания верхнего трубчатого элемента и нижнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга во время бурения для демпфирования колебаний бурового долота;
распознавание движения бурового долота, указывающего на вероятность возникновения колебаний бурового долота.
Способ может дополнительно включать выполнение стадии избирательного выключения в ответ на распознавание движения бурового долота.
Стадия включения или выключения может дополнительно содержать избирательное частичное выключение или избирательное частичное включение муфты для обеспечения проскальзывания и для передачи части крутящего момента, но не всего крутящего момента.
Распознавание движения бурового долота может дополнительно включать определение ускорения или определение частоты вращения или определение частоты вращения и ускорения.
Способ может дополнительно включать распознавание заданного ускорения и выключение до достижения заданной частоты вращения.
Согласно изобретению создан узел для обеспечения коротких периодов осуществляемого при вращении проскальзывания нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга во время бурения буровым долотом, содержащий трубчатый корпус для соединения между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, по меньшей мере один подвижный элемент, расположенный в трубчатом корпусе и предназначенный для управления передачей крутящего момента между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, и устройство для управления по меньшей мере одним подвижным элементом, выполненное с возможностью приведения его в действие для осуществления цикла разблокировки для обеспечения возможности вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга и последующей блокировки для предотвращения вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга в течение периода времени, составляющего от около пятидесяти миллисекунд до менее одной секунды.
Узел может дополнительно содержать по меньшей мере один датчик для распознавания заданного вида движения бурового долота. Этот датчик может быть чувствителен к заданному ускорению бурового долота.
По меньшей мере один подвижный элемент может содержать по меньшей мере один поршень или по меньшей мере один подвижный элемент содержит по меньшей мере один гидравлический поршень и по меньшей мере один клапан для управления движением гидравлического поршня.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Для лучшего понимания сущности и целей настоящего изобретения ниже приводится подробное описание, рассматриваемое совместно с сопровождающими чертежами, на которых изображено следующее:
фиг.1 представляет вертикальное сечение узла управления вращением, предназначенного для регулирования энергии кручения бурильной колонны в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг.2 представляет вертикальное сечение узла управления вращением, показанного на фиг.1, расположенного в бурильной колонне в соответствии с одним вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг.3 представляет увеличенное вертикальное сечение части муфты в сборе, предназначенной для системы управления вращением в соответствии с настоящим изобретением;
фиг.4 представляет схематическое изображение результатов компьютерных вычислений, показывающее крутильные колебания двух разных типов оборудования низа бурильной колонны при компьютерном моделировании в соответствии с настоящим изобретением;
фиг.5 представляет схематическое изображение результатов компьютерных вычислений, показывающее влияние регулирования кручения в соответствии с настоящим изобретением при прекращении колебаний одного из двух различных типов оборудования низа бурильной колонны при компьютерном моделировании;
фиг.6 представляет схематическое изображение результатов компьютерных вычислений, показывающее воздействие регулирования кручения для прекращения крутильных колебаний в соответствии с настоящим изобретением для обоих из двух различных типов оборудования низа бурильной колонны при компьютерном моделировании;
фиг.7 представляет лист входных данных для компьютерного моделирования, показывающий возможность тестирования двух или более различных бурильных колонн одновременно;
фиг.8 представляет лист входных данных для компьютерного моделирования, показывающий различные входные показатели, такие как детали оборудования низа бурильной колонны, масса бурового раствора и другие показатели;
фиг.9 и фиг.10 показывают характеристики отдельных труб для бурильной колонны, которые могут быть введены или выбраны для моделируемой бурильной колонны из множества разнообразных буриль ных труб;
фиг.11 представляет принципиальную схему, показывающую быстросрабатывающую скважинную муфту с системой гидравлического управления для устройства управления вращением в соответствии с настоящим изобретением;
фиг.12 представляет вертикальное сечение, показывающее увеличенное сечение одной секции, состоящей из поршней и кулачка, такого типа, как показанная на фиг.11, для быстродействующей муфты в соответствии с настоящим изобретением;
фиг.13 представляет вертикальное сечение кулачка для быстродействующей муфты в соответствии с настоящим изобретением.
Несмотря на то что настоящее изобретение будет описано в связи с предпочтительными в настоящее время вариантами осуществления, следует понимать, что отсутствует намерение ограничить изобретение данными вариантами осуществления. Напротив, предусмотрено, что все альтернативы, модификации и эквиваленты, находящиеся в пределах сущности изобретения, охватываются им.
ОБЩЕЕ ОПИСАНИЕ И ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫЕ СПОСОБЫ
РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
На фиг.1 и фиг.2 показан скважинный узел 10 управления вращением, который может быть использован для бурения скважин, копания ям и/или для других целей, которые требуют передачи крутящего момента с помощью бурильной колонны, как правило, оборудованию низа бурильной колонны и буровому долоту. Несмотря на то что здесь представлен определенный вариант осуществления узла 10 управления вращением, который также может включать любой механизм, приводимый в действие для передачи или прекращения передачи крутящего момента между валами или бурильными трубчатыми элементами для устранения крутильных колебаний и тем самым регулирования энергии кручения в бурильной колонне. Соответственно, узел 10 управления вращением может содержать муфту включения-выключения, которая позволяет по существу или полностью соединить (сцепить) два вращающихся вала и/или два бурильных трубчатых элемента и/или бурильный трубчатый элемент и буровое долото для передачи крутящего момента, но они также могут быть по существу или полностью разъединены (расцеплены) для передачи небольшого крутящего момента или отсутствия передачи крутящего момента. В предпочтительном варианте осуществления узел 10 управления вращением или по существу полностью соединен или полностью разъединен, однако настоящее изобретение также предусматривает частичное сцепление, которое могло бы приблизительно соответствовать гидравлическому приводу или автоматической трансмиссии в транспортном средстве, для которого ниже предусмотрен, по меньшей мере, один вариант.
Узел 10 управления вращением может быть использован для бурения, при котором энергия вращения, используемая для вращения бурового долота, вырабатывается и подается к бурильной колонне на поверхности, например, для роторного бурения, или может быть предназначен для использования вместе с гидравлическим забойным (турбинным) двигателем, при этом энергия вращения, используемая для вращения бурового долота, подается в зоне забоя скважины ближе к буровому долоту. Кроме того, несмотря на то, что узел 10 управления вращением показан на фиг.1 как автономный узел, также предусмотрено, что узел 10 управления вращением может быть включен в другие скважинные механизмы, например, такие как скважинный гидравлический забойный двигатель.
Когда происходит увеличение крутящего момента, частота вращения (число оборотов в минуту) бурового долота уменьшается и скручивание или потенциальная энергия кручения бурильной колонны увеличивается. В одном предпочтительном варианте осуществления узел 10 управления вращением можно назвать противодействующим ускорению переводником, поскольку в одном предпочтительном в настоящее время варианте осуществления узел 10 приводится в действие в ответ на чрезмерное ускорение бурового долота, чтобы прекратить прерывистое движение (скачкообразное движение) и подскакивание долота на забое в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах посредством уменьшения или устранения гармонических циклов или колебаний, которые происходят с изменениями скорости или числа оборотов в минуту. Однако настоящее изобретение не ограничено данным вариантом осуществления и также может быть использовано для быстрого ограничения числа оборотов в минуту и/или для приведения в действие на основе данных об ускорении, но до того, как будет достигнуто заданное число оборотов в минуту, и/или для любого заданного вида движения долота, включая вихревое движение долота или любой другой вид движения бурового долота.
Когда при эксплуатации узла 10 управления вращением буровое долото 12, подобное показанному на фиг.2, начинает ускоряться, узел 10 управления вращением разъединяет или обеспечивает разъединение верхнего трубчатого элемента и/или верхней бурильной колонны 14 и нижнего трубчатого элемента или нижней бурильной колонны 16, или оборудования 18 низа бурильной колонны, и/или бурового долота 12, создавая возможность вращения оборудования 18 низа бурильной колонны, и/или бурового долота 12, и/или гидравлического забойного двигателя со скоростью или числом оборотов в минуту (частотой вращения), отличной от частоты вращения верхней бурильной колонны 14, в результате чего скручивание уменьшается на переменную установленную величину (высвобождается накопленная потенциальная энергия упругой деформации). Узел 10 управления вращением предпочтительно может быть установлен в нижней части бурильной колонны, но может быть установлен в любом заданном месте в бурильной колонне над буровым долотом 12, где желательно высвободить энергию кручения. Кроме того, при желании дополнительные узлы 10 управления вращением могут быть использованы в более чем одном месте в бурильной колонне.
Узел 10 управления вращением функционирует во время бурения и, как правило, может осуществлять разъединение только в течение коротких моментов или в пределах заданных величин поворота, например, верхнего трубчатого элемента 14 и нижнего трубчатого элемента 16 относительно друг друга. Короткое время разъединения этих элементов гарантирует то, что не вся энергия, которая требуется для поддержания постоянного крутящего момента (частоты вращения), будет потеряна из-за полного раскручивания бурильной колонны. Может быть запрограммировано осуществление разъединения каждый раз, когда имеет место увеличение изменения частоты вращения долота или числа оборотов в минуту, или обоих параметров свыше переменной установленной величины для возвращения оборудования низа бурильной колонны и/или бурового долота к постоянной скорости или числу оборотов в минуту, что наиболее желательно для обеспечения высокоэффективного бурения. Другими словами, в одном предпочтительном в настоящее время варианте осуществления узел 10 управления вращением срабатывает в ответ на ускорение долота при вращении. Однако, если узел 10 управления вращением также можно было бы выполнить таким, чтобы он реагировал на частоту вращения долота и/или изменения ускорения. В предпочтительном в настоящее время варианте осуществления может быть желательно обеспечить реагирование на изменения ускорения до того, как будет достигнута частота вращения, обеспечиваемая приводом при бурении, чтобы тем самым "сбросить" большие значения крутящего момента до того, как частота вращения станет слишком большой. Например, если долото останавливается из-за того, что оно сталкивается с другим пластом, крутящий момент в бурильной колонне будет возрастать до тех пор, пока крутящий момент на долоте не станет достаточно большим для преодоления сопротивления, в результате чего число оборотов долота в минуту начнет увеличиваться. В предпочтительном в настоящее время варианте осуществления высвобождение будет происходить до того, как долото достигнет среднего числа оборотов в минуту при вращении. Таким образом, узел 10 управления вращением срабатывает в пределах миллисекунд после обнаружения чрезмерного ускорения долота для выполнения необходимых действий до того, как долото достигнет среднего числа оборотов в минуту при вращении, чтобы тем самым "сбросить" избыточный крутящий момент в бурильной колонне.
Датчики для узла 10, такие как акселерометр, предпочтительно предусмотрены внутри того же корпуса, который используется для узла 10, но они также могут быть установлены где-то в другом месте, например на долоте. Например, узел 10 может быть приведен в действие в ответ на сигналы, такие как акустические сигналы или сигналы сейсмических волн, распространяющихся в буровом растворе, которые передаются от долота, или управляющие сигналы, передаваемые с поверхности. В другом менее желательном варианте осуществления узел 10 может быть просто приведен в действие в заданные моменты автоматически или с установленными интервалами, так что вообще не требуется никакого датчика.
В предпочтительном в настоящее время варианте осуществления работа узла 10 управления вращением основана на мониторинге увеличения ускорения или числа оборотов в минуту, которое указывает на начало неблагоприятных крутильных колебаний. Измерение ускорения или числа оборотов в минуту для обеспечения разъединения может быть выполнено с помощью акселерометров, электрических/электронных датчиков, гидравлических проточных клапанов, акустических датчиков, механических кулачков и/или любых других пригодных средств. Требуемую степень или время разъединения можно регулировать с помощью электрических схем, таких как программируемые логические контроллеры (ПЛК), как показано в системе 100 на фиг.11, или с помощью гидравлических измерительных устройств или механических кулачков. Блокирование/разблокирование вращательного движения верхней секции 20 бурильной колонны и нижней секции 22 бурильной колонны относительно друг друга может быть осуществлено посредством управления потоком масла для гидравлических систем от радиальных или аксиальных поршней, приводимых в движение механическими кулачками, концентрическими, эксцентриковыми приводами или приводами типа кулачкового вала такого типа, как показанный с некоторыми подробностями в системе 100 на фиг.11, фиг.12 и фиг.13. Верхняя секция 20 бурильной колонны может содержать трубчатый элемент в бурильной колонне, гидравлический забойный двигатель, оборудование низа бурильной колонны или т.п. Нижняя секция 22 бурильной колонны может содержать другой трубчатый элемент в бурильной колонне, гидравлический забойный двигатель, оборудование низа бурильной колонны, долото или т.п.
На фиг.1 радиально ориентированные поршни 24 используются для блокирования/разблокирования сердечника 26 в виде кулачкового вала, но, как рассмотрено выше, другие блокирующие/разблокирующие механизмы также могут быть использованы. Сердечник 26 в виде кулачкового вала выполнен с возможностью вращения, но зафиксирован в аксиальном направлении относительно верхнего корпуса 34 посредством использования стопорной гайки или гаек 50 кулачкового вала, радиально-упорного подшипника 37 и опорных шеек 38, 39 и 40. Сердечник 26 в виде кулачкового вала прикреплен к нижнему корпусу 36 или может представлять собой неотъемлемую часть нижнего корпуса 36. Таким образом, если сердечник 26 в виде кулачкового вала будет заблокирован радиально ориентированными поршнями 24, как рассмотрено ниже, то оба корпуса, то есть верхний корпус 34 и нижний корпус 36, должны вращаться вместе. Если сердечник 26 в виде кулачкового вала будет разблокирован с помощью радиально ориентированных поршней 24, то верхний корпус 34 и нижний корпус 36 смогут вращаться относительно друг друга, тем самым обеспечивая высвобождение потенциальной энергии кручения, накопленной в бурильной колонне.
Обобщенный вариант блокирующего механизма, в котором используется сердечник 26 в виде кулачкового вала и радиально ориентированные поршни 24, показан более подробно на фиг.3, а предпочтительный в настоящее время вариант осуществления показан на фиг.11, фиг.12 и фиг.13. На фиг.3 видно, что предусмотрены проточные каналы 25 для масла, проходящие от цилиндров 27, внутри которых расположены радиально ориентированные поршни 24, и указанные каналы продолжаются в обратном направлении до полости 29 для масла для гидравлических систем, в которой расположен сердечник 26 в виде кулачкового вала. Поршни 24 поджаты радиально внутрь пружинами 33, так что при открытом положении клапанов 31 поршни приводятся в движение рабочими выступами 28 кулачков, поскольку поршни 24 в этом случае могут свободно перемещаться. Когда клапаны 31 открыты, выполненные с возможностью перемещения в радиальном направлении поршни 24 могут свободно перемещаться, поскольку масло для гидравлических систем может свободно протекать по проточным каналам 25 для масла. Соответственно, когда клапаны 31 открыты, пружины 33 заставляют рабочие выступы 28 кулачков приводить радиально ориентированные поршни 24 в движение внутрь и наружу, когда сердечник в виде кулачкового вала вращается внутри корпуса 42 для кулачкового вала/поршней. Таким образом, когда клапаны 31 открыты, кулачковый вал 26 может свободно вращаться относительно корпуса для кулачкового вала/поршней, в котором установлены радиально ориентированные поршни 24. Когда клапаны 31 закрыты, радиально ориентированные поршни фиксируются в заданном положении и, следовательно, блокируют кулачковый вал 26, так что корпус 42 для кулачкового вала/поршней и кулачковый вал 26 будут эффективно заблокированы вместе.
Клапаны 31 также могут быть регулируемыми для регулирования величины крутящего момента, передаваемого между верхней секцией 20 бурильной колонны и нижней секцией 22 бурильной колонны. Таким образом, широкий диапазон режимов работы устройства управления вращением возможен в соответствии с настоящим изобретением, так что может быть использовано более длительное демпфирование крутильных колебаний вместо простого двухпозиционного управления для коротких "выбросов".
В предпочтительном в настоящее время варианте осуществления устройство управления на основе программируемого логического контроллера, предусмотренное с электронными акселерометрами, может быть смонтировано в корпусе 44 для электронной аппаратуры/гидравлических схем/источника питания и может быть использовано для измерения увеличения ускорения или числа оборотов в минуту. Продолжительность разъединения верхнего корпуса 34 и нижнего корпуса 36, оцениваемую исходя из изменения углового положения и/или времени, можно регулировать с помощью программируемого логического контроллера. Расстояние в направлении вращения или время разъединения могут представлять собой переменную величину или постоянную величину, базирующуюся на программировании в ответ на сигналы от встроенных датчиков скорости, числа оборотов в минуту, относительного углового положения или частоты вращения, и/или изменения скорости, такие как ускорения, и/или изменения ускорения, и/или в ответ на вихревое движение долота или любой другой тип распознаваемого движения долота или бурильной колонны. Разъединение может быть осуществлено за счет обеспечения возможности прохода масла для гидравлических систем через камеры 27 для поршней, в которых радиальные поршни 24 в этом случае могут радиально перемещаться. Радиальные поршни 24 выполнены с возможностью ввода их в контакт с множеством эксцентриковых кулачков 28 на сердечнике 26 в виде кулачкового вала. Радиальные поршни 24 установлены в корпусе 42 для кулачкового вала/поршней, который, в свою очередь, может быть прикреплен с помощью резьбового соединения к верхнему корпусу 34, который, в свою очередь, может быть прикреплен с помощью резьбового соединения к верхней части 20 бурильной колонны. Управление клапанами 31 может осуществляться посредством устройства управления на основе программируемого логического контроллера и исполнительных механизмов, которые предпочтительно могут быть смонтированы в корпусе 42. Датчики программируемого логического контроллера предпочтительно измеряют степень несовпадения вращения разъединенных верхней секции 20 бурильной колонны и нижней секции 22 бурильной колонны и/или время, в течение которого они находятся в разъединенном состоянии.
В предпочтительном варианте реализации способа функционирования узла 10 управления вращением оборудование низа бурильной колонны и/или буровое долото могут реально не прекращать вращаться, когда происходит разъединение или проскальзывание верхнего корпуса 34 и нижнего корпуса 36 относительно друг друга. См. фиг.4-5, где проиллюстрированы возможные примеры. Однако частота вращения бурового долота регулируется для предотвращения чрезмерного ускорения долота, которое имеет место при крутильных колебаниях. Когда с помощью электронных средств будет измерена заранее заданная величина, отражающая продолжительность пребывания в разъединенном состоянии, или истечет заранее заданное время, например 150 миллисекунд, радиальные поршни блокируются на месте у эксцентриковых кулачков 28 посредством закрытия клапанов 31. Заданное перемещение радиальных поршней 24 может быть выполнено с помощью клапанов, исполнительных механизмов (воздействующих элементов) и т.п. Когда радиальные поршни будут заблокированы от радиального перемещения с обеспечением их контакта с сердечником 26 в виде кулачкового вала, между верхней секцией 20 бурильной колонны и нижней секцией 22 бурильной колонны будет передаваться большой крутящий момент, который может потребоваться для приведения оборудования 18 низа бурильной колонны и/или бурового долота 12 в движение.
Система подачи масла для гидравлических систем предпочтительно имеет накопительный резервуар некоторого объема внутри корпуса 42, который обеспечивает наличие постоянного объема масла. В предпочтительном варианте осуществления данное масло для гидравлических систем находится в замкнутом контуре ("автономно") и не требует двигателей или насосов. При желании программируемый логический контроллер может быть предварительно запрограммирован или может иметь логические схемы для работы в реальном времени или программирования изменений, принимаемых от внешнего источника, расположенного на поверхности (на полу буровой установки), от каротажных приборов для выполнения измерений в процессе бурения и каротажа в процессе бурения, расположенных в бурильной колонне, от самого долота благодаря сигналам, передаваемым от него, или из других источников.
В предпочтительном в настоящее время варианте осуществления узел 10 управления вращением в комплекте содержит три или более трубчатых секций, как показано на фиг.1, включая верхний корпус 34, нижний корпус 36 и корпус 42 для кулачкового вала/поршней. Электрические схемы и гидросистемы могут быть смонтированы в любой секции с альтернативными конструкциями.
Предпочтительная конструкция обеспечивает возможность размещения всех электрических схем, программируемого логического контроллера, датчиков и гидравлических цилиндров в корпусе 44, как показано на чертежах. Нижний корпус 36 прикреплен к сердечнику 26 в виде кулачкового вала с помощью любого пригодного средства, такого как резьбовое соединение или любой другой тип механически надежного соединения, или может представлять собой неотъемлемую его часть. В одном конце нижнего корпуса 36 зоны 46 и 48 уплотнений используются для создания уплотнения относительно трубчатого корпуса 42 для поршней/кулачкового вала, который содержит радиально ориентированные поршни 24 и масло для гидравлических систем. Нижний конец имеет ниппельную резьбу в соответствии с техническими условиями Американского нефтяного института, которая позволяет использовать переводник в стандартной бурильной колонне, например, посредством резьбового соединения с нижней секцией или трубчатым элементом 22 бурильной колонны.
Верхний корпус 34 предпочтительно имеет муфту 52 с внутренней замковой резьбой в соответствии со стандартами Американского нефтяного института для обеспечения стандартного соединения с верхним трубчатым элементом 20. Ниже муфты с внутренней замковой резьбой имеется полая зона или выемка для верхней стопорной гайки или гаек 50 кулачкового вала, которые используются для крепления сердечника 26 в виде кулачкового вала к верхнему корпусу 34 в аксиальном направлении с обеспечением возможности вращения вместе с ним. Стопорная гайка или гайки 50 обеспечивают фиксацию радиально-упорного подшипника 37 на сердечнике 26 в виде кулачкового вала и не позволяют осуществить полное отсоединение верхнего корпуса 34 от нижнего корпуса 36 в аксиальном или радиальном направлении, когда сердечник 26 в виде кулачкового вала разблокирован для регулирования частоты вращения, углового положения, ускорения и/или числа оборотов в минуту при их увеличении. На конце верхнего корпуса 34, противоположном по отношению к муфте 52 с внутренней замковой резьбой, используется ниппельная резьба 54, которая обеспечивает присоединение к внутренней стороне корпуса 42 для кулачкового вала/поршней. Зона между резьбовыми концами содержит уплотнения 56, которые образуют уплотнения вокруг сердечника 26 в виде кулачкового вала для изоляции зоны 29 с рабочей жидкостью, рассмотренной выше.
Нижний корпус 36 имеет зону 48 уплотнения для создания уплотнения относительно секции 42 для кулачкового вала/поршней. Дополнительная полая изолированная зона, расположенная радиально снаружи по отношению к нижнему корпусу 36, содержит корпус 44 для электронного оборудования/системы гидравлического управления/источника питания, который может быть использован для установки электрических компонентов, включая программируемый логический контроллер, а также гидравлических цилиндров и датчиков. Противоположный (верхний) конец нижнего корпуса 36 представляет собой сердечник 26 в виде кулачкового вала. Как рассмотрено выше, сердечник 26 в виде кулачкового вала имеет рабочие выступы 28 эксцентриковых кулачков, которые были подвергнуты закалке и отшлифованы. Каждая кулачковая секция имеет два или более рабочих выступов 28. Концентрические опорные зоны предпочтительно выполнены с опорными шейками, которые могут быть аналогичны опорным шейкам 38, 39, 40 для создания радиальной опоры между каждыми двумя соседними кулачковыми секциями. Верхний конец 58 сердечника 26 в виде кулачкового вала предпочтительно может иметь резьбовую зону для соединения со стопорными гайками 50 и радиально-упорным подшипником. Верхний конец 58 сердечника 26 в виде кулачкового вала также имеет зону со шлифованной поверхностью для уплотнений 56 секции с муфтой с внутренней замковой резьбой. Все внутренние зоны изолированы с внутренней стороны и с наружной стороны от внутреннего пространства и наружного пространства.
Как рассмотрено выше, корпус 42 для кулачкового вала и поршней содержит радиально ориентированные поршни 24 и изолированную зону 29 с рабочей жидкостью вокруг сердечника 26 в виде кулачкового вала. Корпус 42 для кулачкового вала и поршней присоединен посредством ниппельной резьбы 54 на одном конце и имеет уплотнения 46 и 48 на противоположном конце. Корпус 42 для кулачкового вала/поршней собирают на узле 10 управления вращением перед установкой стопорных гаек 50 кулачкового вала и радиально-упорного подшипника 37. Когда верхний корпус 34 прикреплен к корпусу 42 для кулачкового вала/поршней, буртик 60 обеспечивает фиксацию радиально-упорного подшипника 37 на сердечнике 26 в виде кулачкового вала, тем самым обеспечивая фиксацию всех компонентов вместе для создания полностью собранного узла 10 управления вращением. Узел 10 управления вращением заполняют текучей средой и проверяют после сборки.
На фиг.4, фиг.5 и фиг.6 представлены несколько вариантов функционирования двух моделируемых бурильных колонн в соответствии с вариантом осуществления компьютерного моделирования, которое может быть использовано для моделирования крутильных колебаний бурильной колонны. Все подробности, относящиеся к данному типу колонны, величины скоростей бурения и фактически любой параметр бурения могут быть введены в программу для того, чтобы увидеть, как они влияют. Вся бурильная колонна может быть смонтирована компонент за компонентом. Различные типы сопротивления и так далее также могут быть введены. Несколько примеров экранов с входными данными для моделирования видны на фиг.8, фиг.9 и фиг.10. Фиг.7 показывает возможность ввода данных о двух или более различных бурильных колоннах одновременно, так что можно сравнить различные эффекты в зависимости от состава бурильной колонны. Фиг.8 показывает ввод данных об оборудовании низа бурильной колонны, массе бурового раствора и многих других показателей. На фиг.9 и фиг.10 показано, что данные по отдельным трубам могут быть введены или отдельные трубы могут быть выбраны для моделируемой бурильной колонны из множества разных бурильных труб, так что может быть промоделирована любая заданная конфигурация.
В программном обеспечении компьютера используются уравнения для моделирования функционирования бурильной колонны, и программное обеспечение включает программные средства управления для определения того, что случится, когда будут введены такие переменные, как проскальзывание с использованием узла 10. Входная информация для моделирования может включать использование различных (переменных) величин проскальзывания, и могут быть использованы временные продолжительности проскальзывания, которые соответствуют любому типу механизма муфты. Также могут быть введены все параметры, относящиеся к энергии кручения, такие как длина бурильной колонны, размер, привод вращательного движения, изменения в пластах и так далее.
На фиг.4 показано влияние колебаний скорости долота, инициированных в момент 70 времени (на графике), при заданном изменении крутящего момента в двух идентичных бурильных колоннах, но с разным оборудованием низа бурильной колонны. Кривая 62 показывает частоту вращения бурового долота (но может показывать частоту вращения утяжеленных бурильных труб или других частей бурильной колонны) и влияние на частоту вращения при использовании стандартного оборудования низа бурильной колонны с утяжеленными бурильными трубами большой массы при изменении прикладываемого крутящего момента, составляющем 600 фунт-сила-футов, что могло бы моделировать попадание в другой пласт при бурении или другие ситуации в скважине, связанные с изменениями крутящего момента, которые могли бы привести к крутильным колебаниям в момент 70 времени. Кривая 64 показывает то же влияние на частоту вращения бурового долота, которое оказывает изменение прикладываемого крутящего момента, составляющее 600 фунт-сила-футов, при использовании усовершенствованных утяжеленных бурильных труб согласно заявке на патент США №60/442737, при которых груз расположен непосредственно над буровым долотом. При сравнении кривой 64 и кривой 62 можно видеть, что существенное улучшение с точки зрения уменьшения колебаний частоты вращения долота достигается за счет использования усовершенствованных утяжеленных бурильных труб, но крутильные колебания все же происходят. Показано, что частота вращения привода при бурении составляет приблизительно 125 оборотов в минуту, и она показана на графике в виде кривой 66. Кривая 68 представляет собой критическую частоту вращения бурильной колонны согласно стандартам Американского нефтяного института. Когда частота вращения превышает критическую частоту вращения, существует вероятность повреждения бурильной колонны.
При изменении прикладываемого крутящего момента, составляющем 600 фунт-сила-футов, в момент 70 времени долото замедляется для обоих типов бурильных колонн. В случае стандартной бурильной колонны колебания начинаются и затем фактически нарастают до того момента, когда буровое долото фактически останавливается на мгновения, как показано ссылочной позицией 72, то есть имеет место резко выраженное прерывистое движение. После скручивания буровое долото затем ускоряется до частот вращения, превышающих критическую частоту вращения бурильной колонны, как показано ссылочной позицией 74. Таким образом, для стандартной бурильной колонны существует вероятность повреждения бурильной колонны.
Усовершенствованные утяжеленные бурильные трубы обладают большей устойчивостью к крутильным колебанием, и при их использовании колебания нарастают не так, как в случае оборудования низа стандартной бурильной колонны, но при данном сценарии бурильное долото по-прежнему будет иметь крутильные колебания.
На фиг.5 показан эффект регулирования кручения для усовершенствованных утяжеленных бурильных труб. Узел 10 регулирования кручения распознает чрезмерное ускорение и приводится в действие в момент 76 времени на графике для обеспечения возможности проскальзывания и высвобождения энергии кручения. В одном предпочтительном в настоящее время варианте осуществления желательно обеспечить возможность проскальзывания до того, как частота вращения долота достигнет частоты 66 вращения привода для высвобождения большей энергии из бурильной колонны. Ожидание того момента, когда частота вращения долота достигнет больших значений, может оказаться неэффективным для демпфирования крутильных колебаний. Как можно видеть, результатом того, что обеспечивается возможность проскальзывания, является полное демпфирование крутильных колебаний в течение нескольких циклов. Таким образом, узел 10 регулирования кручения представляет собой быстродействующую муфту сцепления, которая может определять ускорение и затем расцепляться в течение короткого временного интервала, такого как интервал от десяти до пятидесяти миллисекунд.
На фиг.6 результат регулирования кручения показан как для бурильной колонны со стандартным оборудованием низа бурильной колонны, так и для бурильной колонны с усовершенствованными утяжеленными бурильными трубами. Таким образом, узел 10 управления кручением распознает чрезмерное ускорения и приводится в действие в момент 76 времени. Результатом является то, что узел управления кручением обеспечивает демпфирование крутильных колебаний обоих типов бурильных колонн до нуля в течение нескольких циклов. Другими словами, при использовании проскальзывания в момент 76 времени происходит "сброс" крутящего момента в бурильной колонне, так что долото не будет сильно ускоряться и замедляться, что имеет место при работе в условиях прерывистого движения.
На фиг.11 показана система 100 управления, предназначенная для распознавания ускорения и срабатывания для сброса крутящего момента в бурильной колонне. В системе 100 портативный батарейный источник 102 питания обеспечивает подачу питания на программируемый логический контроллер (ПЛК) 104, акселерометр 106 и соленоид 108. Программируемый логический контроллер 104 запрограммирован для активирования (возбуждения) соленоида 108 при выявлении чрезмерного ускорения. Перед срабатыванием соленоида 108 сердечник 26 в виде кулачкового вала заблокирован относительно трубчатого корпуса 42 для поршней/кулачкового вала (фиг.11 и увеличенное изображение на фиг.12), так что бурильная колонна 14 зафиксирована относительно бурового долота 12, как рассмотрено в связи с фиг.1 и фиг.2. Перед срабатыванием соленоида 108 перемещение радиальных поршней 24 предотвращается за счет рабочей жидкости, которая, как рассмотрено выше, является несжимаемой. Поршневой золотник 114 смещен до конца влево перед срабатыванием соленоида 108 и блокирует проход текучей среды через отверстия 116 и 118. Другие проточные каналы для прохода потока текучей среды через контуры 124 для поршней (контур А, В, С, D и т.д. для поршня) заблокированы проточными однопутевыми клапанами 128. Таким образом, поршни 24 блокируют сердечник 26 в виде кулачкового вала.
В одном предпочтительном варианте осуществления могут быть предусмотрены многочисленные кулачковые секции с общим количеством радиальных поршней от ста пятидесяти до двухсот. На фиг.12 показана одна кулачковая секция с восемью радиальными поршнями 24.
Соленоид 108 вызывает срабатывание управляющего клапана, или клапана управления, 110. Когда управляющий клапан 110 открывается, рабочая жидкость может проходить по магистрали 120, чтобы тем самым обеспечить перемещение поршневого золотника 114 вправо за счет преодоления поджимающего усилия, создаваемого пружиной 122 поршневого золотника. Следует отметить, что в одном варианте осуществления поршневой золотник 114 выполнен конусообразным для обеспечения возможности постепенного открытия/закрытия. Когда поршневой золотник 114 перемещается вправо, это приводит к открытию проточного канала между отверстиями 116 и 118, в результате чего обеспечивается возможность прохода рабочей жидкости через проточные однопутевые клапаны 112 мимо затвора 122, по магистрали 126 и в гидравлический резервуар 129. Затем поток текучей среды может проходить обратно к радиальным поршням 24 через проточные однопутевые клапаны 128. Таким образом, сердечник 26 в виде кулачкового вала, который может быть соединен с буровым долотом, может свободно вращаться относительно корпуса 42 для поршней, который может быть присоединен к бурильной колонне.
Когда программируемый логический контроллер определит, что настал момент, когда нужно прекратить проскальзывание, соленоид 108 дезактивируется, в результате чего уменьшается давление в магистрали 120 и обеспечивается перемещение поршневого золотника 114 влево для закрытия отверстия 116 и 118. Весь процесс разжима и зажима сердечника 26 в виде кулачкового вала может происходить очень быстро. Например, в одном варианте осуществления после того, как программируемый логический контроллер 104 выявит наличие чрезмерного ускорения, кулачковый вал может быть разблокирован в течение периода времени от пяти до пятидесяти миллисекунд и, как правило, в интервале, составляющем приблизительно десять миллисекунд. В одном варианте осуществления может быть использован фиксированный период времени, например сто пятьдесят миллисекунд, или другой соответствующий период времени, после которого происходит блокирование (фиксация) сердечника 26 в виде коленчатого вала относительно корпуса 42. Если необходимо устранить колебания, то процесс будет инициирован снова в другом последующем цикле колебаний числа оборотов в минуту. Тем не менее, программируемый логический контроллер может быть запрограммирован на реагирование на уменьшенное ускорение или т.п. так, как желательно.
Клапан 130 для ограничения крутящего момента может быть использован для ограничения величины крутящего момента, передаваемого между кулачком 26 и корпусом 42, чтобы избежать повреждения их компонентов, которые могут иметь место при очень больших крутящих моментах. Другие управляющие ограничивающие элементы, например, такие как клапаны 132 и 134, могут быть предусмотрены или не предусмотрены согласно проектным критериям.
На фиг.12 представлено увеличенное выполненное относительно оси трубчатых элементов сечение радиальных поршней 24 внутри корпуса 42, которые входят в контакт с сердечником 26 в виде кулачкового вала. На фиг.13 представлено увеличенное сечение сердечника 26 в виде кулачкового вала.
Таким образом, вышеприведенное раскрытие и описание изобретения является иллюстративным и служит для разъяснения предпочтительного в настоящее время варианта осуществления изобретения и его разновидностей, и специалистам в данной области техники следует понимать, что различные изменения в конструкции, изготовлении, схеме расположения, организации, порядке работы, средствах управления, конструкциях и местоположении оборудования, методологии, использовании механических эквивалентов, а также в деталях проиллюстрированной конструкции или комбинациях признаков различных элементов могут быть выполнены, не отходя от сущности изобретения. Например, настоящее изобретение также может быть эффективно использовано при колонковом бурении, а также при стандартном бурении. Связанные друг с другом компоненты могут быть переставлены в бурильной колонне. Кроме того, конструкция по настоящему изобретению может быть использована в других инструментах и для других целей.
Вообще говоря, следует понимать, что такие термины, как "вверх", "вниз", "вертикальный", "правый", "левый" и т.п., приведены со ссылкой на чертежи и/или на (положение относительно) земли и что устройства могут быть не всегда расположены в таких положениях, что зависит от изменений в процессе эксплуатации, транспортировки, монтажа и т.п. Чертежи также предназначены для описания идей изобретения, так что предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения просто раскрываются для специалиста в данной области техники, но они не предназначены для того, чтобы служить в качестве чертежей для изготовления или изображений конечных продуктов, и могут включать в себя упрощенные концептуальные изображения, какие желательны для более легкого и быстрого понимания или разъяснения изобретения. Таким образом, могут быть использованы различные изменения и альтернативы, которые находятся в пределах сущности изобретения. Поскольку много изменяющихся и различных вариантов осуществления может быть выполнено в пределах объема идей изобретения, представленных здесь, и поскольку много модификаций может быть выполнено в варианте осуществления, подробно описанном здесь, следует понимать, что приведенные здесь детали следует интерпретировать как иллюстрирующие предпочтительные в настоящее время варианты осуществления, а не в ограничительном смысле.
1. Способ управления угловыми колебаниями бурового долота вокруг оси во время бурения, причем буровое долото прикреплено к бурильной колонне, содержащей множество соединенных друг с другом трубчатых элементов, включающий следующие операции: установку узла управления вращением в бурильной колонне между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны; избирательную передачу крутящего момента между верхним трубчатым элементом и нижним трубчатым элементом бурильной колонны во время операции бурения; избирательное обеспечение осуществляемого при вращении проскальзывания верхнего трубчатого элемента и нижнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга во время операции бурения для демпфирования или прекращения угловых колебаний бурового долота вокруг оси; последующую передачу крутящего момента между верхним трубчатым элементом и нижним трубчатым элементом бурильной колонны для продолжения операции бурения; приведение в действие узла управления вращением для обеспечения возможности указанного проскальзывания при вращении в ответ на выбранное ускорение бурового долота.
2. Способ по п.1, дополнительно включающий гидравлическую разблокировку механизма блокировки вращения в течение выбранного, заранее заданного периода времени и последующую блокировку механизма блокировки вращения.
3. Способ по п.1, дополнительно включающий обеспечение электронного управления для приведения в действие узла управления вращением для обеспечения указанного проскальзывания при вращении.
4. Способ по п.3, дополнительно включающий программирование электронного управления для получения заданной величины указанного проскальзывания при вращении.
5. Способ по п.1, дополнительно включающий управление перемещением, по меньшей мере, одного гидравлического поршня.
6. Способ по п.1, дополнительно включающий приведение в действие узла управления вращением при уменьшении частоты вращения нижнего трубчатого элемента бурильной колонны ниже скорости проходки при бурении.
7. Узел для обеспечения проскальзывания при вращении нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга во время бурения буровым долотом для высвобождения энергии кручения из бурильной колонны, содержащий трубчатый корпус для подсоединения между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, по меньшей мере, один подвижный элемент, расположенный в трубчатом корпусе и предназначенный для управления передачей крутящего момента между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, и устройство управления для управления, по меньшей мере, одним подвижным элементом.
8. Узел по п.7, дополнительно содержащий, по меньшей мере, один датчик для распознавания заданного типа движения бурового долота.
9. Узел по п.8, в котором, по меньшей мере, один датчик чувствителен к некоторой величине движения с ускорением бурового долота.
10. Узел по п.8, в котором устройство управления выполнено с возможностью приведения его в действие в течение цикла разблокировки для обеспечения относительно свободного вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга, и последующей блокировки для предотвращения вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны друг относительно друга в течение периода времени от около пятидесяти миллисекунд до менее одной секунды.
11. Узел по п.7, в котором, по меньшей мере, один подвижный элемент является, по меньшей мере, одним поршнем.
12. Узел по п.7, в котором, по меньшей мере, один подвижный элемент содержит, по меньшей мере, один гидравлический поршень и, по меньшей мере, один клапан для управления движением гидравлического поршня.
13. Способ компьютерного моделирования эффекта от приведения в действие устройства управления вращением, установленного в бурильной колонне и выполненного с возможностью приведения его в действие для избирательной передачи крутящего момента между трубчатыми элементами в бурильной колонне, включающий следующие операции: обеспечение входных данных о параметрах для ввода параметров бурильной колонны, описывающих бурильную колонну; обеспечение, по меньшей мере, одного параметра для приведения в действие устройства управления вращением для ввода данных об условиях, при которых устройство управления вращением приводится в действие; обеспечение, по меньшей мере, одного результата вычислений, связанных с крутильными колебаниями бурового долота бурильной колонны.
14. Способ по п.13, дополнительно включающий составление графика зависимости движения бурового долота от времени, причем устройство управления вращением приводится в действие для обеспечения возможности проскальзывания трубчатых элементов в бурильной колонне относительно друг друга для демпфирования крутильных колебаний.
15. Способ по п.13, дополнительно включающий изменения входных данных о параметрах для определения изменений крутильных колебаний.
16. Способ по п.13, в котором параметрами бурильной колонны являются размер или длина бурильной колонны.
17. Способ по п.13, дополнительно включающий ввод параметров, связанных с изменениями скручивающей нагрузки.
18. Способ по п.17, дополнительно включающий текущий контроль результатов вычислений для определения воздействия изменений скручивающей нагрузки на крутильные колебания.
19. Способ по п.17, дополнительно включающий изменение крутящего момента для определения любого результирующего изменения колебаний, вызванных скручивающей нагрузкой.
20. Способ управления при бурении колебаниями бурового долота, прикрепленного к бурильной колонне, содержащей множество соединенных друг с другом трубчатых элементов, включающий следующие стадии: установку муфты в сборе в бурильной колонне между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны; избирательное включение муфты для передачи крутящего момента между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны во время операции бурения; избирательное выключение муфты для обеспечения проскальзывания верхнего трубчатого элемента и нижнего трубчатого элемента бурильной колонны друг относительно друга во время бурения для демпфирования колебаний бурового долота; распознавание движения бурового долота, указывающего на вероятность возникновения колебаний бурового долота.
21. Способ по п.20, дополнительно включающий выполнение стадии избирательного выключения в ответ на распознавание движения бурового долота.
22. Способ по п.21, в котором стадия включения или выключения дополнительно включает избирательное частичное выключение или избирательное частичное включение муфты для обеспечения проскальзывания и для передачи части крутящего момента, но не всего крутящего момента.
23. Способ по п.20, в котором распознавание движения бурового долота дополнительно включает определение ускорения.
24. Способ по п.20, в котором распознавание движения бурового долота дополнительно включает определение частоты вращения.
25. Способ по п.20, в котором распознавание движения бурового долота дополнительно включает определение частоты вращения и ускорения.
26. Способ по п.23, дополнительно включающий распознавание заданного ускорения и выключение до достижения заданной частоты вращения.
27. Узел для обеспечения коротких периодов осуществляемого при вращении проскальзывания нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга во время бурения буровым долотом, содержащий трубчатый корпус для соединения между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, по меньшей мере, один подвижный элемент, расположенный в трубчатом корпусе и предназначенный для управления передачей крутящего момента между нижним трубчатым элементом и верхним трубчатым элементом бурильной колонны, и устройство для управления, по меньшей мере, одним подвижным элементом, выполненное с возможностью приведения его в действие для осуществления цикла разблокировки для обеспечения возможности вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны относительно друг друга и последующей блокировки для предотвращения вращения нижнего трубчатого элемента и верхнего трубчатого элемента бурильной колонны друг относительно друга в течение периода времени, составляющего от около пятидесяти миллисекунд до менее одной секунды.
28. Узел по п.27, дополнительно содержащий, по меньшей мере, один датчик для распознавания заданного вида движения бурового долота.
29. Узел по п.28, в котором, по меньшей мере, один датчик чувствителен к заданному ускорению бурового долота.
30. Узел по п.27, в котором, по меньшей мере, один подвижный элемент содержат, по меньшей мере, один поршень.
31. Узел по п.27, в котором, по меньшей мере, один подвижный элемент содержит, по меньшей мере, один гидравлический поршень и, по меньшей мере, один клапан для управления движением гидравлического поршня.
Приоритеты:
30.05.2003 - пп.1-26;
07.07.2003 - пп.27-31.
